Ministerul Economiei, Comerţului şi Mediului de Afaceri (MECMA) este pe cale să lanseze în dezbatere publică Strategia Naţională Energetică pentru perioada 2011 – 2035. Conform ultimei variante a noii Strategii, totalul puterilor noi necesar a fi instalate în această perioadă este de 14.800 MW în centrale convenţionale şi peste 5.000 MW în centrale care utilizează surse regenrabile de energie. Totalul investiţiilor necesare se ridică la circa 40 – 50 miliarde euro până în anul 2035.
Noua Strategie energetică ţine cont de constrângerile de mediu adoptate la nivelul Uniunii Europene, dar şi de cele privind finitatea surselor de hidrocarburi, ceea ce va determina creşterea preţurilor la petrol, gaze şi cărbuni.
“Dacă actualele legi şi politici energetice rămân neschimbate de-a lungul perioadei până în 2035, cererea mondială de energie va creşte cu aproape 50% comparativ cu anul 2007. În ce priveşte producţia de energie electrică, deşi recesiunea economică a încetinit rata de creştere a consumului mondial de energie electrică în 2008 şi 2009, acesta este estimat să crească de la 18.800 TWh în 2007, la 35.200 TWh în 2035, respectiv cu 87%. Se estimează o creştere continuă pentru producerea de energie electrică din energie nucleară şi din surse de energie regenerabilă, prin susţinerea acesteia din urmă cu stimulente guvernamentale şi datorită creşterii preţurilor pentru combustibilii solizi şi a introducerii costului emisiilor de CO2”, se arată în Strategie.
Variante la Strategie
Strategia energetică ia în calcul trei scenarii: de bază (conceput pe baza parametrilor macroeconomici apropiaţi de cei avuţi în vedere de Guvern, în corelaţie cu acordul stand-by cu FMI), Scenariul nefavorabil 1 şi Scenariul nefavorabil 2, care presupun condiţii ale mediului de afaceri intern şi extern mai puţin favorabile. Prin corelare, celor trei scenarii de evoluţie a PIB le corespund trei scenarii de consum intern de energie electrică, scenarii construite astfel încât să se asigure o creştere continuă a eficienţei energetice a ansamblului economiei româneşti şi o îmbunătăţire permanentă a electrificării tuturor sectoarelor economice. Conform scenariului de bază, intensitatea energiei electrice exprimată în kWh/1000 euro scade de la 0,395, la 0,266 în 2035. Scenariul nefavorabil 1 scade intensitatea energetică, în 2035, la 0,276, iar Scenariul nefavorabil 2 – la 0,290.
Puterea instalată în Sistemul Electroenergetic Naţional (SEN) la finele anului 2009 a fost de 20.437 MW, cu o putere netă disponibilă de 16.445 MW. Producţia brută de energie electrică a fost de 57,7 TWh, cu o producţie netă de 53,2 TWh. În anul 2009, maximul consumului intern brut a fost de 9.048 MW.
Decuplare de PIB
Consumul de energie primară a crescut în perioada 1999 – 2008 cu 8,2%, procent inferior celui de creştere a produsului intern brut în acelaşi interval de timp (23,9%). “Se înregistrează şi în România începerea fenomenului de decuplare a creşterii consumului de energie de creşterea economică, fenomen care în ţările dezvoltate s-a înregistrat încă din perioada de după primul şoc petrolier”, se arată în Strategie. Datorită rezervelor limitate de resurse de energie primară, în România producţia internă de energie a rămas practic constantă la valoarea de circa 27- 28 mil. tep. Fără aportul surselor regenerabile de energie această valoare va scădea treptat în următorii ani.
Având în vedere costurile ridicate de valorificare a surselor regenerabile este puţin probabil că pe termen mediu creşterea consumului de energie primară şi scăderea producţiei interne să poată fi acoperită integral din surse regenerabile, ceea ce va conduce la creşterea importurilor de energie primară.
Dependenţa de importurile de energie primară a crescut continuu în ultimul deceniu de la 21,5% în anul 1999 la 27,2% în 2008, cu un maxim de 31,9% în 2007, anul premergător declanşării crizei economice.
Circa 80% din grupurile termoenergetice din România au fost instalate în perioada 1970 – 1980, în prezent depăşindu-şi practic durata de viaţă normată. Parcul de grupuri din termocentrale, datorită tehnologiilor anilor 60 – 70 şi a uzurilor, au performanţe reduse, randamente în jurul a 30% – cu excepţia unor grupuri pe cărbune reabilitate care ating 33%. Aceste randamente reprezintă 65 – 70% din randamentul grupurilor moderne, care funcţionează în prezent în cele mai multe ţări europene dezvoltate.
În prezent, în centralele hidroelectrice se află în curs de retehnolgizare grupuri care însumează 1.089 MW, cu finalizare până în anul 2015. De asemenea, este decisă retehnologizarea, până în anul 2020, a unor grupuri cu o putere totală de 571 MW. Mai rămâne de retehnologizat o putere de 745 MW, pe măsură ce vor fi asigurate sursele de finanţare.
Rezultatele obţinute în urma retehnologizării grupurilor 4 şi 5 de 330 MW din centrala termoelectrică Turceni justifică retehnologizarea şi a altor unităţi de 330 MW existente pe lignit. Prin aceste lucrări de retehnologizare se are în vedere creşterea performanţelor, conformarea cu cerinţele de mediu ale UE şi prelungirea duratei de funcţionare a grupurilor cu circa 10000 de ore (15 ani), fiind propuse 2 grupuri la Turceni, 3 la Rovinari şi 2 la Işalniţa.
Deficienţe ale sistemului
Strategia energetică 2011 – 2035 relevă şi deficienţele sistemului. Sectorul energetic românesc a fost în mod sistematic neglijat în ultimii douăzeci de ani, nefiind considerat o componentă esenţială a infrastructurii cât şi datorită faptului că investiţiile în acest sector se recuperează în perioade lungi de timp – 15 – 30 ani. O serie de instalaţii de producere, transport şi distribuţie a energiei sunt învechite şi depăşite tehnologic, cu consumuri şi costuri de exploatare mari. Instalaţii şi echipamente utilizate pentru exploatarea huilei sunt uzate moral şi fizic. Lipsa finanţării pentru implementarea tehnologiilor performante în sectorul de extracţie al huilei. O dependenţă crescândă de importul gazelor naturale, existând pentru moment o singură sursă în zonă. Durata de funcţionare depăşită pentru 70% din conductele de transport gaze naturale şi a aproximativ 27% din staţiile de reglare măsurare. Nivelul scăzut al surselor de finanţare comparativ cu necesităţile de investiţii în infrastructura Sistemului Naţional de Transport gaze naturale (SNT). Structură neomogenă din punct de vedere presiuni şi diametre a SNT, fapt care conduce la probleme mari privind asigurarea presiunilor gazelor naturale la extremităţile sistemului. Eficienţa energetică redusă pe lanţul producţie-transport-distribuţie-consumator final de energie. Preţurile energiei nu reflectă securizarea furnizării energiei funcţie de poziţia consumatorului/producătorului în curba de sarcină. Din această cauză nu există suficiente stimulente pentru investiţii în capacităţi cu caracter de vârf.
Alte deficienţe se referă la lipsa unor măsuri financiare de susţinere a proiectelor şi programelor de creştere a eficienţei energetice, organizarea sectorului de producere a energiei electrice pe filiere tehnologice monocombustibil şi performanţe sub potenţial ale unor companii miniere şi energetice cu capital de stat.
De asemenea, existenţa unor distorsionări ale preţurilor la consumatorii finali, lipsa unor măsuri clare privind modernizarea sistemelor de alimentare cu energie termică din sisteme centralizate, în condiţiile opţiunilor crescânde ale populaţiei pentru încălzirea individuală a locuinţelor în mediul urban sunt alte deficienţe ale sistemului energetic.
În plus, o mare parte dintre unităţile de producere a energiei electrice nu respectă normele din Uniunea Europeană pentru emisia unor poluanţi în aer. Alinierea la aceste cerinţe necesită fonduri importante şi se realizează treptat, conform calendarului de conformare negociat, dar în unele cazuri sunt mari întârzieri.
Dificultăţile în relaţia cu proprietarii de terenuri pentru punerea în valoare a noi perimetre pentru exploatare a lignitului, neangajarea desfacerii producţiei de cărbune pe termen mediu şi lung pe baza unor contracte care să garanteze cantităţile şi preţurile în actuala structură a producţiei de cărbune şi de energie electrică, timpul relativ mare pentru dezvoltarea de noi capacităţi de producţie a cărbunelui şi uraniului sunt alte deficienţe constatate în Strategie.
Retrageri din exploatare a 55% din capacitatea instalată în prezent
Până la finele anului 2020 ar trebui să fie oprite grupuri care însumează o putere instalată de 5.544 MW (4.152 MW putere netă) reprezentând circa 28% din capacitatea existentă în prezent. Pe întreaga perioadă, până în anul 2035, va trebui să fie retrasă din exploatare o putere instalată totală însumând 11.066 MW (8.899 MW putere netă), reprezentând circa 55% din capacitatea instalată în prezent.
Pe întrega perioadă până în anul 2035, retragerea prognozată din funcţiune a capacităţilor cu durata de viaţă expirată conduce la un deficit de circa 13.540 MW putere netă disponibilă în scenariul de referinţă, care va trebui compensat prin instalarea de putere nouă.
Totalul investiţiilor pentru instalarea noilor capacităţi de producere a energiei electrice necesare în perioada 2011 – 2035 de circa 14.800 MW instalaţi (putere brută, exclusiv capacităţile instalate în Surse Regenerabile de Energie – SRE) rezultă de 30 – 40 miliarde euro.
De la 20 la 60 de euro tona de CO2
“Aceste analize, inclusiv cele de sensibilitate privind costul tonei de CO2 demonstrează următoarele: pentru funcţionarea în bază, ordinea de economicitate a proiectelor noi, în perioada până în 2020 este următoarea: grupurile de 330 MW pe lignit reabilitate, prognozate a fi finalizate în perioada 2011 – 2015 (cu prelungirea duratei de funcţionare cu 15 ani); grupurile nr.3 şi 4 de la centrala nuclearoelectrică Cernavodă; grupul nou de 500 MW cu parametrii supracritici funcţionând cu lignit indigen; acesta rezultă mai economic decât un grup cu ciclu combinat abur – gaze (CCGT) funcţionând pe gaze naturale, ambele în condiţiile achiziţiei certificatelor de emisii de CO2 cu preţuri între 20 şi 40 Euro/t CO2”, se arată în Strategie.
În domeniul vârf şi semivârf realizarea de centrale hidroelectrice este cea mai eficientă soluţie de producere a energiei electrice utilizând surse regenerabile de energie urmată de centrale eoliene (fără scheme de sprijin). Cele mai scumpe soluţii rezultă turbinele cu gaze în circuit deschis funcţionând cu gaze naturale şi centrala fotovoltaică.
Integrarea în sistem a energiei electrice produsă pe baza energiei eoliene, biomasei şi energiei solare necesită scheme de sprijin (certificate verzi) pentru a le face competitive pentru investitori, dar conduce la creşterea preţului energiei electrice la consumatorul final.
Pentru perioada 2020 – 2035, cea mai eficientă soluţie pentru producerea energiei electrice o reprezintă construirea unei noi centrale nucleare, având în vedere evoluţia posibilă a combustibililor fosili pe piaţa internaţională şi evoluţia preţului certificatelor de CO2. Grupul nou pe lignit de 500 MW cu parametrii supracritici şi grupul CCGT pe gaze naturale au eficienţă apropiată, în condiţiile evoluţiei preţului certificatelor de CO2 între 40 şi 60 euro/t CO2. Importul de huilă energetică pentru grupuri cu parametrii supracritici de 500 MW sau mai mult rezultă ca soluţie marginală reprezintă soluţia cea mai scumpă.
“În domeniul capacităţilor pentru zona de vârf şi semivârf se păstrează ordinea de economicitate rezultată şi anterior”, se mai arată în Strategie.
Riscuri şi vulnerabilităţi
Strategia relevă şi riscurile ce pot apărea. Printre acestea se numără rezervele economic exploatabile de ţiţei, gaze naturale si uraniu limitate, în condiţiile în care nu vor fi descoperite noi zăcăminte importante, volatilitatea preţurilor la hidrocarburi pe pieţele internaţionale, tendinţa de schimbare a caracteristicilor climatice şi instabilitatea regimului hidrologic, posibilitatea apariţiei unor efecte negative asupra concurenţei în sectorul energetic la nivel european, datorită tendinţelor de concentrare din industria energetică, incertitudini în privinţa evoluţiei consumului de energie şi a relansării economice. De asemenea, vulnerabilităţi ale sistemului energetic sunt reprezentate de existenţa de arierate la nivelul unor companii din sector, ponderea semnificativă a populaţiei care prezintă un grad de vulnerabilitate ridicat, în condiţiile practicării unor preţuri la energie apropriate de nivelul mediu european, lipsa unor instrumente fiscale eficiente pentru susţinerea programelor de investiţii în eficienţă energetică şi dezvoltarea serviciilor energetice, opoziţia autorităţilor publice locale şi a autorităţilor teritoriale cu privire la acceptarea deschiderii de noi capacităţi de producţie în domeniul exploatării minereurilor de uraniu, posibila creştere accentuată a preţului mondial la uraniu, posibila schimbare a atitudinii publicului faţă de construcţia de noi centrale nucleare şi de depozite de deşeuri radioactive. De asemenea, costurile suplimentare începând cu anul 2013 generate de aplicarea prevederilor directivei 2003/87/EC privind stabilirea unei scheme de comercializare a emisiilor de gaze cu efect de seră, capacitatea redusă de a face faţă unor acţiuni teroriste îndreptate asupra unităţilor producătoare de energie şi a sistemelor de transport (conducte de ţiţei, conducte pentru gaze naturale, reţele electrice), precum şi dependenţa de importul de resurse energetice sunt considerate alte vulnerabilităţi ale sistemului.
Resurse energetice epuizabile
Resursele energetice primare, precum cărbunii, petrolul şi gazele naturale sunt pe cale de epuizare. Conform Strategiei, există 755 milioane de tone de huilă, din care rezerve exploatabile, concesionate – 105 milioane de tone. La un consum anual de circa 2,5 milioane de tone, huila ar ajunge pentru 229 de ani. Pe de altă parte, Strategia arată că restrângerea perimetrelor şi închiderea minelor neperformante a condus la situaţia în care numai circa 30% din totalul rezervelor geologice de huilă se mai regăsesc în perimetrele aflate în concesiunea Companiei Naţionale a Huilei Petroşani. “Conform Directivei UE adoptată recent, UE permite continuarea subvenţiei pentru exploatarea huilei până în 2018 şi condiţionează acest fapt de aplicarea strictă a unui program de închidere a minelor care generează pierderi. Se poate estima că evoluţia costurilor de producţie, costurile suplimentare cu emisiile de CO2 şi eliminarea subvenţiilor pentru producţie (cerută de UE) va conduce la reducerea tot mai accentuată a competitivităţii huilei din producţie internă şi, deci, la restrângerea semnificativă a producţiei. Zăcămintele din România sunt situate în condiţii geo-miniere complexe, iar caracteristicile mineralogice, ce influenţează calitatea se situează la limita inferioară. Din punct de vedere economic şi energetic pentru producţia de energie electrică, huila indigenă, fără subvenţii devine sursă marginală”, se mai arată în documentul MECMA.
Lignitul din perimetrele aflate în exploatare sau concesionate ajunge pentru 15 ani, la care se adaugă cel din perimetre noi, estimat că va ajunge pentru alţi 30 de ani (în total, circa 1,5 miliarde de tone). Zăcămintele de petrol sunt estimate la circa 74 milioane de tone, iar, la o producţie de circa 4,5 milioane de tone anual, ar ajunge pentru 14 ani. În anul 2020, România va mai avea doar 28 milioane tone de ţiţei. “Datorită epuizării zăcămintelor, producţia de ţiţei poate înregistra scăderi anuale de 2 – 4%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate nu va depăşi 15 – 20%”, se arată în Strategie. În ceea ce priveşte gazele naturale, rezervele în anul 2010 erau estimate la 141 miliarde mc, urmând ca acestea să scadă până la 77 miliarde mc în anul 2020. “Datorită epuizării zăcămintelor, producţia de gaze poate înregistra scăderi anuale de 2 – 5%. Gradul de înlocuire a rezervelor exploatate nu va depăşi 15 – 30%”, conform Strategiei.
“Se poate trage concluzia că producţia de energie primară în România, bazată atât pe valorificarea rezervelor fosile de energie primară, cărbune şi hidrocarburi, cât şi pe cele de minereu de uraniu, în cea mai optimistă situaţie, nu va creşte în următoarele 2 – 3 decade. Rezultă faptul că acoperirea creşterii cererii de energie primară în România va fi posibilă prin creşterea utilizării surselor regenerabile de energie şi prin importuri de energie primară – gaze, ţiţei, cărbune, combustibil nuclear. La nivelul orizontului analizat România va rămâne dependentă de importurile de energie primară. Gradul de dependenţă va depinde de descoperirea de noi resurse interne exploatabile, de gradul de integrare a surselor regenerabile de energie şi de succesul măsurilor de creştere a eficienţei energetice”, se arată în Strategie.
Potrivit ultimelor evaluări, potenţialul hidroenergetic tehnic amenajabil al României este de circa 32 TWh/an. La finele anului 2009 puterea instalată în centrale hidroelectrice era de 6.450 MW, energia pentru anul hidrologic mediu fiind evaluată la 17,34 TWh/an. Astfel, gradul de valorificare al potenţialului tehnic amenajabil este în prezent de 54%.
Măsuri şi Plan Naţional de Investiţii
Printre măsurile propuse de Strategie pentru a se ajunge la parametrii estimaţi se numără închiderea exploatărilor de huilă care generează pierderi şi acordarea de subvenţii în concordanţă cu directivele UE, atragerea capitalului străin şi autohton, având ca obiectiv prioritar asigurarea unui climat de competitivtate crescut pentru realizarea proiectelor necesare în vedera îmbunătăţirii eficienţei energetice şi utilizării surselor regenerabile de energie, dezvoltarea pieţelor concurenţiale de energie electrică şi gaze naturale pe principii de transparenţă şi integrarea acestora în pieţele regionale şi ulterior în piaţa unică europeană, realizarea investiţiilor din domeniul protectiei mediului pentru conformarea marilor centrale electrice pe cărbune cu cerinţele UE, precum şi continuarea internalizării costurilor de mediu în preţul energiei;
De asemenea, Strategia prevede încadrarea centralelor termoelectrice în ceea ce priveşte emisia gazelor cu efect de seră, în cotele prevăzute în Planul Naţional de Alocare (PNA) a certificatelor de emisii a gazelor, promovarea tehnologiilor curate, a tehnologiilor de captare şi depozitare a CO2, promovarea utilizării deşeurilor menajere şi industriale la producerea de energie electrică şi termică.
Începând cu anul 2013, pentru producerea de energie electrică nu se va mai acorda alocare gratuită de certificate de emisii de gaze cu efect de seră. Conform legislaţiei comunitare, România poate aplica pentru obţinerea unei alocări tranzitorii gratuit. Prevederile directivelor Comisiei Europene permit alocarea unui anumit procent de certificate gratuite, care descreşte gradual până la 0% în anul 2020, pentru modernizarea producerii de energie electrică, în instalaţiile care erau în funcţiune la 31.12.2008 sau pentru instalaţiile producătoare de energie electrică pentru care procesul de investiţie a fost iniţiat până la acea dată.
“Accesarea derogării tranzitorii prevăzute prin art.10c al Directivei 2003/87/CE, completate de Directiva 2009/29/CE, reprezintă o oportunitate pentru sectorul energetic din România, care duce o lipsă acută de fonduri pentru modernizare. Derogarea oferă posibilitatea constituirii unui fond important, din care se pot finanţa o parte din investiţiile necesare sectorului. Accesarea derogării tranzitorii implică necesitatea prezentării Comisiei, până la data de 31.09.2011, a unui Plan Naţional de Investiţii care prevede investiţii pentru modernizarea infrastructurii şi tehnologii curate şi diversificarea mixului energetic şi a surselor de aprovizionare cu o valoare echivalentă, în măsura posibilului, cu cea a valorii de piaţă a alocărilor cu titlu gratuit”, se mai arată în Strategie.
Electra şi Hidroenergetica rămân în vigoare
Producerea energiei electrice va urma un proces de restructurare şi înnoire a capacităţilor energetice, prin reabilitarea unităţilor existente viabile, închiderea unităţilor neviabile şi construcţia de noi unităţi de producere a energiei electrice.
În vederea asigurării unui mix energetic echilibrat, prioritate se va acorda investiţiilor în unităţi de producere a energiei electrice ce utilizează: surse regenerabile de energie, cărbune prin tehnologii curate, energie nucleară prin tehnologii sigure şi cu impact redus asupra mediului.
În restructurarea sectorului de producere a energiei electrice se vor urmări regruparea unităţilor de producere pentru a realiza companii viabile pe plan intern şi regional (Electra, Hidroenergetica), menţinerea pe cât posibil a indicatorilor de concentrare a pieţei angro de energie electrică cel puţin la nivelul existent inainte de restructurare. “Statul va păstra pachetul de control asupra principalelor unităţi de producere a energiei electrice, totalizând o putere instalată suficientă pentru a putea asigura siguranţa energetică a ţării, rezultând companii puternice la nivel regional”, se mai arată în Strategie.
